李延钧，夏吉文，李明隆，蒲洪果，耿 超, 王 浩

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，西南石油大学，成都 610500；2.成都创源油气技术开发有限公司，成都 610500；3.中国石油 西南油气田分公司 蜀南气矿，四川 泸州 646000；4.中国石化 河南油田分公司 勘探开发研究院，河南 南阳 473132)

近年来，成藏地球化学的兴起和发展，特别是现代成藏地球化学新理论、新思路和新技术的应用，为含油气系统理论的具体应用提供了有力的支持，指明了油气捕获的阶段性，不仅有助于油气源的判识，更重要的是可提供各期油气运聚、保存条件以及再分配的证据，在此基础上通过油气成藏时空匹配关系研究，有效地指导油气勘探，是目前复杂区烃源识别和成藏综合研究的发展趋势[1-4]。

四川盆地是一个多旋回的沉积盆地，自前震旦纪以来，沉积了巨厚的沉积岩，泥质岩、煤岩和碳酸盐岩等烃源岩都非常发育，为四川盆地大中型气田的形成奠定了烃源基础。上二叠统长兴组生物礁分布受沉积相带控制，主要分布于环川东地区开江—梁平海槽的陆棚边缘礁相带；国内学者对四川盆地中部和东北部大型天然气藏进行了大量研究，并取得了丰硕的成果。其中，杨家静等[5]认为四川盆地东部飞仙关组—长兴组气藏天然气主要来源于下伏的上二叠统烃源岩；冯冲等[6]研究表明川东北地区飞仙关组—长兴组天然气主要来源于龙潭组烃源岩；秦胜飞等[7]证实川中地区龙岗气田长兴组和飞仙关组气藏天然气来自龙潭组高过成熟的煤系烃源岩，与寒武系和志留系烃源岩无关。而针对蜀南地区长兴组烃源与成藏研究较少，文献零星无几。本文通过蜀南地区长兴组天然气组成和碳同位素分析，明确了天然气的成因与来源；利用孔隙中储层沥青的形态及分布特征，判识出油气充注及演化过程；同时，结合包裹体均一温度，厘清了该区的成藏期次，通过油气成藏时空匹配分析，揭示了油气成藏过程，并建立了该区长兴组油气成藏模式，为下一步的油气勘探提供依据。

1 区域地质概况

蜀南地区位于四川盆地南部，大地构造位置横跨川中低缓褶皱带和川南低陡褶皱带；地跨四川乐山、宜宾、自贡、内江、泸州等市及重庆直辖市西南部，西起资阳、威远一带，东至重庆市渝北区，北抵遂宁市，南接川、滇、黔等省，面积约为4.5×104km2，自下而上地层发育较全，出露最新地层为侏罗系及白垩系。四川盆地在地史期构造演变过程中，沿不同方向形成深大断裂，乐山—龙女寺古隆起和泸州—开江古隆起的形成和发展，使得蜀南地区乃至整个四川盆地呈现隆坳相间、岩性岩相区带分异的沉积格局，这对蜀南地区上二叠统长兴组(P3ch)沉积格局、构造形态及油气演化和富集影响深远(图1)[8-9]。

2 烃源特征及分布

目前，四川盆地已发现的大中型气田主要与泥质岩、煤有关，碳酸盐岩烃源岩生烃还有争议，主要原因是有机质原生性识别问题，据李延钧等[10-12]对鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系碳酸盐岩研究表明，次生运移沥青往往导致本身为储层的碳酸盐岩具有异常高的有机碳含量，误判为碳酸盐岩烃源岩。李延钧等[3]在泸州古隆起嘉陵江组(T1j)油气源和成藏研究中发现，过去认为的嘉陵江组碳酸盐岩提供部分烃源的认识也不成立，烃源主要与下伏的志留系龙马溪组泥页岩和上二叠统龙潭组煤系烃源岩有关。蜀南地区二叠系长兴组下伏4套烃源岩，分别为下寒武统筇竹寺组泥页岩、下志留统龙马溪组泥页岩、中二叠统泥质岩、上二叠统龙潭组煤岩和泥岩。但鉴于蜀南地区下寒武统烃源岩生油高峰在晚奥陶世—志留纪，生气高峰主要在二叠纪—早三叠世，上二叠统长兴组还不具备圈闭形成条件，因此本文忽略此套烃源岩，气源研究不予考虑。

图1 四川盆地蜀南地区地理位置及部分层位岩性特征Fig.1 Geographical location and lithologic characteristics of some horizons in Shunan area,Sichuan Basin

2.1 下志留统龙马溪组烃源岩

四川盆地志留系在乐山—龙女寺古隆起核部已被全部剥蚀，烃源岩主要为下部龙马溪组的暗色泥页岩，蜀南地区厚度均值为320.0 m，最厚可达850.0 m，有机碳含量为0.50%～4.90%，平均为1.72%，属好烃源岩。其中下部优质页岩厚40.0～70.0 m，有机碳含量平均高达2.50%以上，为四川盆地页岩气主力产层。有机质类型主要为Ⅰ型，生烃能力强，是优质的海相烃源岩。等效镜煤反射率(Ro)为1.28%～3.06%，平均为2.56%，处于高成熟—过成熟阶段，以生成气态烃为主，生烃强度为(80～260)×108m3/km2。

2.2 中二叠统烃源岩

中二叠统烃源岩主要为暗色泥质岩，主要分布在茅口组茅一段和底部的梁山组，其中茅一段主要为灰质泥岩，厚10.0～20.0 m，有机碳含量为0.50%～1.20%，平均为0.96%，局部具有一定的生烃能力。Ro为1.02%～2.96%，平均为2.21%，多处于高成熟—过成熟阶段。梁山组属陆源残积相沉积，厚2.0～10.0 m，局部地区厚度大于10.0 m，具有一定的生烃能力。Ro为0.92%～3.16%，平均为2.25%，多处于高成熟—过成熟阶段，其中蜀南地区、盆地东北缘及西北缘成熟度相对较低，川西—川北凹陷带成熟度较高。

2.3 上二叠统龙潭组烃源岩

上二叠统龙潭组是一套区域性含煤建造，煤岩厚0～17.5 m，川中地区厚度较大，资阳、仪陇与合川间厚2.0～17.5 m，其次为宜宾、隆昌至重庆以南(2.0～14.0 m)，再次为万州与云阳间(2.0～6.0 m)，其余地区皆很薄，甚至缺失。泥质烃源岩厚10.0～125.0 m，除盆地南、北、西 3个边缘很窄的地区厚度小于20.0 m外，其他地区都较厚，其中成都、达州、重庆、泸州、宜宾至乐山连线范围内最厚(50.0～125.0 m)，此外，万州—云阳一带也厚达50.0～120.0 m。泥质烃源岩有机碳含量高达0.50%～12.55%，平均2.91%，大部分在3.00%～ 5.00%。唯资阳、自贡至泸州地区较低，有机碳含量小于3.00%；有机质类型以Ⅲ型为主，生烃能力强，是四川盆地的主要烃源层之一；Ro多数达1.80%以上。除盆地周缘局部地区成熟度相对较低外，盆地内多处于高成熟—过成熟阶段，蜀南地区北部比南部高，都以生气为主。

3 天然气成因与来源

3.1 天然气组成特征

蜀南地区长兴组天然气组成中烃类气体甲烷含量多为95.00%～98.00%，平均约97.00%，重烃(C2+)含量多为0.50%～0.96%，平均为0.70%，干燥系数lg(C1/C2+)大于2.0%，属于典型的干气。非烃类气体含量低，N2含量多小于1.00%，属于低氮含量；CO2含量低，多在20 g/m3以下；几乎不含H2S(表1)。从川东地区卧龙河嘉五1气藏天然气已证实主要来自龙潭组烃源，甲烷含量一般为91.00%～94.00%，C2+含量多大于1.20%，川东和蜀南地区天然气成熟度差别不大。由此可见，蜀南地区长兴组干气应来源于较龙潭组煤系烃源岩演化程度更高的深部烃源岩，即龙潭组煤系所形成的天然气对长兴组气藏贡献有限。海相烃源岩生气多为原油裂解气(占80%)，而煤系Ⅲ型有机质生气则以干酪根裂解气为主，蜀南地区长兴组天然气主要为原油裂解气，含少量干酪根裂解气(图2)，故长兴组天然气与志留系海相烃源关系更为密切。从烃源岩生烃强度来看，志留系烃源岩远高于上二叠统煤系烃源岩，蜀南地区前者是后者的5倍以上[13-17]。

3.2 天然气碳同位素分析

天然气甲烷的碳同位素组成随成熟度的增加而增加，乙烷碳同位素组成也随成熟度的增加而增加，只是增加的幅度不如甲烷大。因此，天然气的乙烷碳同位素组成如果除去混源外，主要反映天然气的母质来源。而且，由于甲烷成因的多源性并极易受到各种成藏次生作用的影响，乙烷碳同位素组成判识成因更具可靠性。 通常分别以δ13C2>-28‰作为腐殖型，δ13C2<-30‰作为腐泥型成因天然气的界限，而处于-30‰～-28‰范围则属于混源气。对于多源多期混合及存在天然气散失的油气藏，必须注意次生改造对天然气组成及碳同位素的影响。此外同一类型有机质在不同阶段生成的天然气组成特征也不同，对应阶段形成的圈闭捕获的天然气组成特征也不相同[18-22]。

表1 四川盆地蜀南地区长兴组天然气组分统计Table 1 Statistics of natural gas components of Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

图2 四川盆地蜀南地区长兴组天然气成因类型Fig.2 Genetic types of natural gasin Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

长兴组天然气成因在川东地区研究较多，如卧龙河构造嘉陵江组、板东构造板东4井长兴组均为典型的龙潭组煤系烃源岩贡献的油气，其轻质油或凝析油为煤系成因，天然气甲烷碳同位素-33‰～-32‰，乙烷碳同位素-31‰～-28‰。蜀南地区长兴组天然气甲烷含量高、重烃含量低，乙烷碳同位素多分布于-34‰～-33‰，为典型海相腐泥型天然气特征，与川东地区长兴组天然气特征明显不同(表2)。

图3为蜀南地区长兴组天然气与川东地区典型的龙潭组煤系烃源岩气的甲乙烷碳同位素区分图，显然两个地区的天然气甲烷碳同位素较为接近，而且都较重，表明成熟度相对较高；二者的区别主要在乙烷碳同位素，蜀南地区长兴组天然气乙烷碳同位素相对较轻，与海相腐泥型有机质成因有关，具有过成熟高演化海相特征，主要来源于深层志留系烃源，存在少量的龙潭组煤系成因气混入。

图3 川东地区和蜀南地区甲乙烷碳同位素区分天然气成因Fig.3 Differentiation of natural gas genesisby carbon isotopes of methane and ethanein eastern Sichuan and Shunan area

表2 川东地区与蜀南地区天然气组成及碳同位素分析Table 2 Composition and carbon isotope analysis of natural gas in eastern Sichuan and Shunan area

4 油气成藏时空匹配

4.1 储集空间类型及形成时期

蜀南地区长兴组储层岩性主要为生屑灰岩，包括藻屑灰岩、有孔虫灰岩、骨屑灰岩和礁灰岩等。其中，藻屑灰岩溶洞较发育，生屑颗粒含量较高，以藻类颗粒为主，含有少量有孔虫等其他生屑颗粒；有孔虫灰岩为浅灰—灰色，溶洞不发育，可见大量针孔；骨屑灰岩多见溶蚀孔洞，为塑性角砾等早成岩期暴露特征；礁灰岩发育在水动力相对较低的环境中，呈深灰色，造礁生物主要为海绵，附礁生物主要为有孔虫、腕足、双壳、苔藓虫、棘皮、藻类等。储层不同程度地受岩溶和构造破裂的影响，储集空间以粒内溶孔、溶洞和裂缝为主，总体属于低孔低渗储层，类型为孔隙型和裂缝—孔洞型。

长兴组沉积初期大范围海侵，蜀南地区海水能量总体偏低，浪基面较深，只有微地貌高地才有可能在相对高能界面附近发育颗粒滩沉积，滩体规模有限。随着长兴组沉积中后期海平面相对下降，滩体发生侧向迁移，滩体规模增大，且沉积更纯净的颗粒灰岩，为后期岩溶的发育提供了物质基础。同时，早期裂缝形成于印支晚期和燕山期，构造缝细小、壁平直规则，溶蚀扩大现象不明显，多数被方解石全充填；晚期裂缝形成于喜马拉雅期，多为高角度裂缝、呈斜交状及水平状，局部被溶蚀，缝内多被半充填，从而切割前期的裂缝及成岩构造。

两期裂缝的叠合、切割、溶蚀叠加形成裂缝—孔洞系统，是蜀南地区重要的储集空间；镜下观察表明，晚期发育大型缝的同时还发育微裂缝，且可见明显的扩溶现象。因此，大量裂缝的发育作为早期流体运移的通道，改善了长兴组致密碳酸盐岩的渗透性，同时增加了储层的储集空间。

4.2 储层显微成藏特征

储层显微特征是研究油气成藏过程的一项新技术和重要手段，在复杂油气成藏、特别是多期次油气运聚充注研究中发挥了巨大的作用。可通过薄片、显微光片、高分辨扫描电镜等微观手段对储层进行观察分析，识别油气荧光特征、储层沥青形态、类型、充注分布部位、与孔隙裂缝间的关系等，判断不同期次油气充注、保存和演变历史[23-27]。

首先在岩心观察描述中未见孔洞发育的岩心上存在明显的沥青分布。如高石梯构造的高石001-X21井长兴组岩心溶孔无沥青分布(图4a)，丹凤场构造的丹10井长兴组溶洞亦无沥青分布(图4b)，荷包场构造的包61井缝洞也未见沥青分布(图4c)，表明蜀南地区长兴组以充气聚气为主。

长兴组储层镜下少见沥青全充填，仅局部个别样品例外，如包10井可见沥青质全充填(图4d)，包61井长兴组粒间溶孔见少量沥青质衬边(图4e-f)。大多数各类溶蚀孔洞，如生物体腔孔、铸模孔、粒间溶蚀孔、溶蚀缝等均无沥青分布，但一些微小缝中可见沥青充填(图4g-i)。由此表明，蜀南地区长兴组大部分储层没有大量液烃充注过程，即长兴组未捕获各期烃源岩生油高峰期生成的液态烃；但天然气的大量充注是客观存在的，少见的沥青质衬边现象和开发产出事实也证实了这一点。

图4 四川盆地蜀南地区长兴组储层显微特征Fig.4 Microscopic characteristics of Changxing Formation reservoir in Shunan area,Sichuan Basin

4.3 成藏期次与成藏过程

蜀南地区长兴组储层包裹体十分丰富，主要以气烃和盐水包裹体为主，未见液烃或沥青包裹体，未见荧光。伴生气烃包裹体的盐水包裹体均一温度代表当时温压条件下天然气充注时期的古地温，130个样品的包裹体主峰温度段为100～120 ℃，占测点的60%以上；次主峰温度段为150～160 ℃，仅占5%左右。故长兴组天然气成藏主要充注古地温在100～120 ℃，即对应中晚侏罗世，相当于燕山运动早中期，为天然气主要充注时期；其次为古地温150～160 ℃，对应白垩纪末期，也即燕山末期—喜马拉雅早期，为次要天然气充注期；喜马拉雅运动中晚期主要为天然气再分配调整期(图5)[28-29]。

结合可能的志留系烃源岩和上二叠统龙潭组生烃历史，燕山运动早中期为志留系生气高峰，同时也是龙潭组生油高峰。由于煤系烃源岩生油量相对有限，此时以志留系大量供气为主；燕山末期—喜马拉雅早期，龙潭组进入生气高峰，由于志留系烃源岩生成的天然气充注在先，加之龙潭组生气强度与志留系相比要低得多，该期龙潭组煤系气源仅在长兴组存在较小比例的混合，多余的龙潭组气源则可继续向上运聚，如嘉陵江组在泸州古隆起斜坡天然气藏存在明显的龙潭组天然气混入。

4.4 油气成藏时空匹配与模式

蜀南泸州古隆起东吴期已具雏形，印支期大幅隆升定型，燕山和喜马拉雅期改造，并在古隆起背景上形成大量局部圈闭，在整个形成过程中伴随着深层断裂的发育，对蜀南各层系油气运聚起到了控制作用，图6为蜀南地区长兴组油气成藏时空匹配与模式。

印支早期：志留系生油高峰期，早期裂缝形成，原油优先进入茅口组，并沿烃源断层向上运聚至长兴组、嘉陵江组，泸州古隆起核部嘉陵江组势能最低，捕获来自纵向和横向液态烃并聚集成古油藏，泸州古隆起斜坡区长兴组圈闭未形成，不能有效捕获该期志留系生油高峰期原油，但古隆起核部可捕获少量液态烃(图6a)。

燕山早中期：志留系进入生气高峰，经断层向上运移，同时，长兴组圈闭形成，溶蚀孔洞和早期裂缝大量发育，捕获大量来自志留系的天然气，此时龙潭组虽处于生油高峰期，但煤系烃源岩生油量有限(图6b)。

图5 四川盆地蜀南地区长兴组成藏期次分析Fig.5 Hydrocarbon accumulation period of Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

图6 四川盆地蜀南地区长兴组油气成藏时空匹配与模式Fig.6 Spatial-temporal matching and model of hydrocarbon accumulation in Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

燕山晚期—喜马拉雅早期：龙潭组生气高峰期，由于志留系来源气先期已经充注，仅局部补充充注长兴组，大多继续向上运聚进入上覆地层如嘉陵江组，与早期已聚集的志留系来源的天然气混合，多分布于泸州古隆起核部边缘。此时也是志留系原油大量热裂解和干酪根高温裂解阶段，已形成的油藏因裂解而演化为气藏，同时部分干酪根裂解气不同程度地混入已形成的气藏(图6c)。

喜马拉雅中晚期：四川盆地气藏再分配调整期，晚期裂缝大量发育，新形成的圈闭有机会捕获天然气并形成次生气藏(图6d)。

5 结论

(1)通过天然气组成和碳同位素分析，并结合储层显微特征和包裹体均一温度分析测试，结果表明：四川盆地蜀南地区长兴组天然气甲烷含量高，以原油裂解气为主，含少量干酪根裂解气，具有过成熟高演化海相成因特征，首次发现并证实该区长兴组天然气主要来源于深层志留系烃源，混入少量的龙潭组煤系成因气，与川东长兴组生物礁气藏以龙潭组煤系来源为主不同。

(2)蜀南地区长兴组储层岩心溶蚀孔洞无沥青分布，偶见沥青质衬边，表明长兴组储层在蜀南地区未捕获各期烃源岩生油高峰期生成的液态烃，以充气聚气为主；燕山运动早中期为天然气主要充注成藏期，而燕山末期—喜马拉雅早期为局部次要天然气充注期，喜马拉雅中晚期为天然气再分配调整期。

(3)油气成藏时空匹配是圈闭有效捕获油气的关键，决定着油气来源和成藏富集程度，通过地球化学研究新技术、新方法，按照分段捕获原理，结合生烃排烃史、构造演化史与烃源、圈闭和储层空间展布，综合分析油气运聚成藏时空匹配关系，历史地、动态地揭示油气运聚过程是现代油气成藏研究的核心。